(57)【特許請求の範囲】
【請求項１】
複数の発電モジュールから出力される電力を商用送電網へ計画的に出力する配電装置であって、
前記各発電モジュールのそれぞれに対して設けられ、当該発電モジュールから出力される電力を安定化し、共通の直流母線へ出力する電力安定化部と、
前記直流母線に出力される直流電力を所定の電圧の交流電力に変換して前記商用送電網へ出力する出力調整部と、
制御手段と、を備え、
前記各電力安定化部は、
前記発電モジュールから出力される電力を一定電圧の電力へ変換するＤＣ／ＤＣコンバータと、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力電力を一時的に蓄電する蓄電池と、
一端が前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードに接続され、他端が前記蓄電池に接続され、前記蓄電池を前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードに対し接続／遮断する第１のスイッチング回路と、
一端が前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードに接続され、他端が前記直流母線に接続され、該ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードを前記直流母線に対し接続／遮断する第２のスイッチング回路と、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータが出力する電力である発電電力を検出する発電電力検出手段と、
前記蓄電池に蓄電された蓄電量を検出する蓄電量検出手段と、を備え、
前記制御手段は、
通信回線を通じて提供される送電計画情報に基づき、所定の時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）毎に必要とされる発電量である計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）を算出する発電量計画手段と、
各時刻ｔにおいて前記各発電電力検出手段が出力する発電電力を受信し、これらの発電電力の合計値である全発電電力Ｐ１（ｔ）を算出する全発電量算出手段と、
各時間区間Ｔａにおいて、前記発電量計画手段により計画された各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）の前記計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）から、近似補間により、当該時間区間Ｔａ内の時刻ｔにおける、当該時間区間Ｔａ内での発電電力の時間積分値である計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を算出する累積発電量計画手段と、
各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）において、前記全発電量算出手段により算出される全発電電力Ｐ１（ｔ）の当該時間区間Ｔｉでの累積値である実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔｉ）を算出する累積発電量検出手段と、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対する前記実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）の比である計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、１より大きい値に設定された第１の閾値Ｒｔｈ１を上回った場合、まず全ての前記第２のスイッチング回路を接続した後、前記各蓄電池に対し、前記各第１のスイッチング回路を接続し前記第２のスイッチング回路を遮断する操作を、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が前記第１の閾値Ｒｔｈ１以下となるまで順次実行する制御を行う蓄電並動制御手段と、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、１より小さい値に設定された第２の閾値Ｒｔｈ２を下回った場合、まず全ての前記第２のスイッチング回路を接続した後、前記各蓄電池に対し、前記各第１のスイッチング回路を接続する操作を、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が前記第２の閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行する制御を行う蓄電池放電制御手段と、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、前記第１の閾値Ｒｔｈ１以下且つ前記第２の閾値Ｒｔｈ２以上の場合、全ての前記第１のスイッチング回路を遮断し、全ての前記第２のスイッチング回路を接続する操作を実行する制御を行う発電モジュール単独運転制御手段と、を備えた配電装置。
【請求項２】
前記出力調整部が前記商用送電網へ出力する電力に対し、前記電力安定化部から供給される電力が不足する場合に、前記出力調整部に対して不足分の電力を供給する補助発電機を備え、
前記制御手段は、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記各蓄電量検出手段により検出される、前記各蓄電池に蓄電された蓄電量の総和である総蓄電量Ｗ２（ｔ）を算出し、全ての前記蓄電池の蓄電容量の総和である総蓄電容量ＷＢに対する前記総蓄電量Ｗ２（ｔ）の比である総蓄電率Ｒ２（ｔ）を算出する蓄電率算出手段を備え、
前記蓄電池放電制御手段は、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、前記第２の閾値Ｒｔｈ２を下回り且つ前記総蓄電率Ｒ２（ｔ）が１より小さい値に設定された第３の閾値Ｒｔｈ３以上の場合、まず全ての前記第２のスイッチング回路を接続した後、前記各蓄電量検出手段により検出された前記各蓄電池の蓄電量又は蓄電量から算出される蓄電率の大きい順に、当該蓄電池に対応する前記各第１のスイッチング回路を接続する操作を、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が前記第２の閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行する制御を行うものであり、
前記蓄電池放電制御手段は、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、前記第２の閾値Ｒｔｈ２を下回り且つ前記総蓄電率Ｒ２（ｔ）が前記第３の閾値Ｒｔｈ３を下回った場合、全ての前記第１のスイッチング回路及び全ての前記第２のスイッチング回路を接続する操作を実行するとともに、前記補助発電機を起動する制御を行う補助発電機並動制御手段を備えた請求項１記載の配電装置。
【請求項３】
前記出力調整部は、
前記直流母線から入力される直流電力を、所定の電圧の交流電力に変換し前記商用送電網へ出力する、複数の並列接続されたパワーコンディショナと、
前記各パワーコンディショナのそれぞれに対して設けられ、一端が前記直流母線に接続され、他端が該パワーコンディショナの入力ノードに接続され、該パワーコンディショナの入力ノードを前記直流母線に対し接続／遮断する第３のスイッチング回路と、
各時刻ｔにおいて、前記各パワーコンディショナの共通の出力ノードから前記商用送電網へ出力される送電電力Ｐ３（ｔ）を検出する送電電力検出手段と、を備え、
前記制御手段は、
各時刻ｔにおいて、前記計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）から近似補間により算出される当該時刻ｔにおける前記商用送電網へ出力を予定する電力Ｐｏ（ｔ）に対する、前記送電電力検出手段により検出される送電電力Ｐ３（ｔ）の割合である実測送電比Ｒ３（ｔ）が１より大きい値に設定された第４の閾値Ｒｔｈ４を上回る場合、前記実測送電比Ｒ３（ｔ）が前記第４の閾値Ｒｔｈ４以下となるまで、前記各第３のスイッチング回路を順次遮断する操作を実行する制御を行う出力制御手段を備えたことを特徴とする請求項１又は２記載の配電装置。
【発明の詳細な説明】
【技術分野】
【０００１】
本発明は、太陽電池等の出力が不安定な発電モジュールで発電される電力を商用送電網へ計画的に出力するための配電装置に関する。
【背景技術】
【０００２】
太陽光発電や風力発電等の自然エネルギー発電装置を商用送電網（又は公用送電網）に接続する場合、供給電力の電圧と周波数を所定の値に調整するためにパワーコンディショナ（電力調整器）が使用される。しかしながら、自然エネルギー発電装置は、気象条件により発電量が変動し不安定であるため、これをそのまま商用送電網に接続すると、商用送電網側の電力の安定供給に支障を来す。また、近年、一般の発電事業者が商用送電網へ電力供給を行い売電することが行われるようになってきている。この場合、太陽光や風力などの自然エネルギーを利用して発電された電力をそのまま商用送電網へ送電すると、商用送電網の電力が不安定化し様々な支障を来すことから、近年、発電事業者に対して、一定の時間区間毎に計画通りの送電を要請する計画値同時同量制度の導入が検討されている。
【０００３】
太陽光発電における出力電力を安定化する配電装置としては、特許文献１−４に記載のものが公知である。
【０００４】
図１０は、特許文献１に記載の発電システムの電力変動緩和装置の構成を表す図（特許文献１の図５，図１〜図３を纏めた図）である（各構成部分の符号については特許文献１を参照）。特許文献１には、複数の二次電池（２）が並列に接続され、複数の二次電池（２）から出力される直流電力を交流電力に変換し、風力発電機（７）により発電された電力を負荷（９）に供給する発電システム（１０）に接続された電力変換装置（５）を制御する発電システムの電力変動緩和装置（１）であって、発電システム（１０）の電力系統の状態を示す電気量を測定する電気量測定器（６）と、複数の二次電池（２）から出力される直流電圧をそれぞれ調整する複数の直流電圧調整回路（４１）と、複数の二次電池（２）から出力される直流電圧をそれぞれ検出する複数の電圧検出器（ＤＲＶ）と、複数の電圧検出器（ＤＲＶ）により検出された直流電圧に基づいて、複数の二次電池（２）から出力される直流電圧を均一に調整するために、複数の直流電圧調整回路（４１）を制御するスイッチ装置制御部（３３）と、発電システムの電力変動を緩和するために電力変換装置（５）を制御する電力変換制御部（３１）と、複数の二次電池（２）の運転状態に基づいて、複数の二次電池（２）の充放電を制御する組電池制御部（３２）と、気象に関する予想がされた値である気象予想値を取得し、取得された気象予想値に基づいて、発電システム（１０）の発電電力を予測する自然エネルギー発電量予測システム（１１）と、自然エネルギー発電量予測システム（１１）により予測された発電電力に基づいて、複数の二次電池（２）の充放電を計画的に制御する計画充放電制御装置（１２）とを備えた発電システムの電力変動緩和装置（１）が記載されている（特許文献１の段落〔００５６〕−〔００７６〕，図５，図１〜図３参照）。
【０００５】
この電力変動緩和装置（１）は、電力変換制御部（３１）が電気量測定器（６）から系統情報に基づき、発電システム（１０）の電力系統の電力変動を把握し、電力変換制御部（３１）はこの電力変動を抑制するように、組電池制御部（３２）及びスイッチ装置制御部（３３）を制御して、各二次電池（２）を充放電制御する。組電池制御部（３２）及びスイッチ装置制御部（３３）は、電力変換制御部（３１）から放電要求がない場合には、各二次電池（２）を充電し、放電要求があれば各二次電池（２）を放電する制御を行う。充放電制御に際しては、組電池制御部（３２）及びスイッチ装置制御部（３３）は、各二次電池（２）のＳＯＣ（State of Charge：蓄電率）に基づいて、各二次電池（２）のＳＯＣが均一になるように各直流電圧調整回路（４１）を制御する。また、組電池制御部（３２）及びスイッチ装置制御部（３３）は、各二次電池（２）の電圧情報（ＤＶ）及び電流情報（ＤＩ）に基づいて、出力電力が特定の二次電池（２）に偏ることがないように、各直流電圧調整回路（４１）を制御する。これにより、任意の二次電池（２）間に循環電流を流さずに、かつ二次電池（２）間の電圧分担を均一にして、並列接続により各二次電池（２）の出力電圧が合成された直流電力を電力変換装置（５）に出力することができる。
【０００６】
また、自然エネルギー発電量予測システム（１１）には、気象庁等から気象予想値を供給する数値予報モデルが送信され、自然エネルギー発電量予測システム（１１）は、気象予報モデルから得られる気象予想値に基づいて、風力発電機（７）の発電量を予測する。計画充放電制御装置（１２）は、当該発電量を予測値に基づいて、電力変動緩和装置（１）の充電目標量又は放電目標量を演算し、演算した充電目標量又は放電目標量に基づいて、時間毎の充電目標量又は放電目標量を計画する。そして、立てた計画に従って、時間毎に充電目標量又は放電目標量などを達成するための充放電に関する指令を電力変換制御部（３１）に出力する。電力変換制御部（３１）は、受信した充放電に関する指令に基づいて、組電池制御部（３２）を制御し、電力変動緩和装置１のＳＯＣが計画充放電制御装置（１２）により計画されたＳＯＣを下回るのであれば組電池を充電させ、計画されたＳＯＣを上回るのであれば、組電池を放電させるように制御する。また、計画充放電制御装置（１２）による計画よりも風力発電機（７）の発電量が少ない場合、電力変動緩和装置（１）を放電させて、発電システム（１０）の不足分の電力を供給し、計画よりも風力発電機（７）の発電量が多い場合、電力変動緩和装置（１Ｂ）を充電させて、発電システム（１０）の余剰分の電力を吸収する。
【０００７】
特許文献２には、商用送電網（中電圧送電網）へ電力を供給するための太陽光発電設備が記載されている。この太陽光発電設備は、複数の太陽電池モジュール（１１）と、各太陽電池モジュール（１１）に対応して設けられたＤＣスイッチング部材（１２）と、ＤＣ入力端子がＤＣスイッチング部材（１２）を介して複数の太陽電池モジュール（１１）に接続された複数のインバータ（２１）と、各インバータ（２１）に対応して設けられ該インバータ（２１）のＡＣ出力端子に接続された中電圧変圧器（３１）と、各中電圧変圧器（３１）と中電圧送電網（４１）との間に介設されたカップリングコンタクタ（４２）と、カップリングコンタクタ（４２）を通断制御する監視デバイス（４３）と、インバータ（２１）のＤＣ入力端子とアース面との間に設けられた中間回路キャパシタ（２３）と、一次側がインバータ（２１）のＡＣ出力端子に接続された補助変圧器（２５）と、補助変圧器（２５）の二次側に接続された緩衝蓄電池（２７）及び補助コンポーネント（２６）（ファン等）と、緩衝蓄電池（２７）とインバータ（２１）のＤＣ入力端子との間に介設されたプリチャージデバイス（２８）とを備えている（特許文献２の図１参照）。
【０００８】
通常運転（正規モード）では、ＤＣスイッチング部材（１２）及びカップリングコンタクタ（４２）はオン状態とされ、インバータ（２１）はＤＣ／ＡＣ変換のためクロック駆動される。またこのとき、プリチャージデバイス（２８）は停止状態である。従って、インバータ（２１）のＡＣ出力端子から補助変圧器（２５）へ給電され、さらに補助変圧器（２５）から緩衝蓄電池（２７）へ給電されて、緩衝蓄電池（２７）が充電される（特許文献２段落〔００２１〕）。太陽電池モジュール（１１）の起電力が中電圧送電網（４１）への給電には十分ではなくなると、ＤＣスイッチング部材（１２）がオフ状態とされ、カップリングコンタクタ（４２）はオン状態のまま維持される。また、インバータ（２１）はクロック駆動を停止する。この場合、中電圧送電網（４１）から補助変圧器（２５）へ給電され、さらに補助変圧器（２５）から補助コンポーネント（２６）へ給電される。この太陽光発電設備では、緩衝蓄電池（２７）は、カップリングコンタクタ（４２）がオフ状態のときの補助コンポーネント（２６）への給電と、カップリングコンタクタ（４２）がオフ状態からオン状態に復帰する際に逆潮流を防止するため、中間回路キャパシタ（２３）をプリチャージするために使用されている（同文献段落〔００４２〕）。
【０００９】
特許文献３には、特許文献１と同様の太陽光発電システムを備えた電力変動緩和装置（電源装置）が記載されている（特許文献３段落〔００５６〕−〔００６３〕，同文献図１０）。この太陽光発電システムは、太陽光発電装置（９０２）の発電電力が、負荷が必要とする電力（消費電力）を上回った場合に蓄電池（１０１，１０２）に充電し、発電電力が必要電力を下回った場合には蓄電池（１０１，１０２）から負荷に不足電力を供給する（同文献段落〔００６０〕）。また、消費電力が集中する時間帯には、電源装置から商用電源（商用送電網）へ電力を供給し、消費電力が少ないときに電源装置に蓄電することで、消費電力の集中を緩和し（電力ピークカットを行い）、消費電力の平準化を図ることが記載されている（同文献段落〔００６３〕）。
【００１０】
特許文献４には、商用系統（２）と直流母線（１３）との間で電力の交流／直流変換する交直変換装置（１８）と、直流母線（１３）と負荷（３，４）との間で電力の直流／交流変換するインバータ（１９）と、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ（１４）を介して直流母線（１３）に接続される瞬発力型電力バッファ（１１）と、瞬発力型電力バッファ（１１）に対して並列に設けられ、双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ（１５）を介して直流母線（１３）に接続される持続力型電力バッファ（１２）と、瞬発力型電力バッファ（１１）及び持続力型電力バッファ（１２）に並列に接続された太陽電池（３０）と、瞬発力型電力バッファ（１１）、持続力型電力バッファ（１２）及び太陽電池（３０）を直流母線（１３）に対して開閉するリレー回路（３１）と、各双方向ＤＣ／ＤＣコンバータ（１４，１５）及びリレー回路（３１）を制御する制御装置（１６）と、を備えた電力バッファ装置システム（１）が記載されている（特許文献４の図６及び同文献請求項１，８、段落〔００３３〕−〔００４６〕参照）。この電力バッファ装置システム（１）では、制御装置（１６）は、負荷（３，４）が急激に変化するとき変化分を瞬発力型電力バッファ（１１）に入出力する。また、制御装置（１６）は、放電時間帯（商用系統（２）の発電量（電力需要）がピークになる時間帯；１１−１２時，１４−１５時）にリレー回路（３１）を開いて太陽電池（３０）により発電された電力の急激な変化分を瞬発力型電力バッファ（１１）に充放電し、充電時間帯（９−１１時，１２−１４時）にリレー回路（３１）を閉じて太陽電池（３０）により発電された電力の急激な変化分を瞬発力型電力バッファ（１１）に充放電する。これにより、持続力型電力バッファ（１２）での急激な充放電を避けつつ商用系統（２）の電力需要を緩和するとともに、太陽電池（３０）の発電量が急激に変化した場合でも直流母線（１３）での供給電力の変化を緩和する。
【先行技術文献】
【特許文献】
【００１１】
【特許文献１】特開２０１２−３９８２１号公報
【特許文献２】特表２０１３−５４４４８４号公報
【特許文献３】特開２００３−１６４０６８号公報
【特許文献４】特開２００７−０６０７９６号公報
【発明の概要】
【発明が解決しようとする課題】
【００１２】
ところで、近年、電力の小売りの自由化に伴い、計画値同時同量制度が導入され、電力供給側において送電網への電力の計画的供給が強く求められるようになってきている。計画値同時同量制度では、最初に時間区間毎の発電計画を商用送電網の業者に提出し、各時間区間に於いて発電計画に対して供給電力が一定以上上回るか下回った場合には、ペナルティが課せられる。従って、時間区間毎に商用送電網への送電電力量を厳格に管理する技術が極めて重要となる。
【００１３】
上記特許文献１の電力変動緩和装置では、各時刻における瞬時的な電力の変動を緩和することを目的として構成されているが、一定時間区間に出力した電力量が計画値とどの程度乖離したのかは問題としていない。従って、瞬時的には電力変動が緩和されて出力電力の変動をある程度抑えることが可能であるが、一定時間区間で積算すると、その誤差が累積して発電計画から外れてしまうことが想定される。特許文献２，３，４に記載のものについても同様の問題がある。
【００１４】
そこで、本発明の目的は、一定時間区間に出力する電力量を計画値から一定の誤差以内に抑えるように管理制御することが可能な配電装置を提供することにある。
【課題を解決するための手段】
【００１５】
本発明に係る配電装置の第１の構成は、複数の発電モジュールから出力される電力を商用送電網へ計画的に出力する配電装置であって、
前記各発電モジュールのそれぞれに対して設けられ、当該発電モジュールから出力される電力を安定化し、共通の直流母線へ出力する電力安定化部と、
前記直流母線に出力される直流電力を所定の電圧の交流電力に変換して前記商用送電網へ出力する出力調整部と、
制御手段と、を備え、
前記各電力安定化部は、
前記発電モジュールから出力される電力を一定電圧の電力へ変換するＤＣ／ＤＣコンバータと、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力電力を一時的に蓄電する蓄電池と、
一端が前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードに接続され、他端が前記蓄電池に接続され、前記蓄電池を前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードに対し接続／遮断する第１のスイッチング回路と、
一端が前記ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードに接続され、他端が前記直流母線に接続され、該ＤＣ／ＤＣコンバータの出力ノードを前記直流母線に対し接続／遮断する第２のスイッチング回路と、
前記ＤＣ／ＤＣコンバータが出力する電力である発電電力を検出する発電電力検出手段と、
前記蓄電池に蓄電された蓄電量を検出する蓄電量検出手段と、を備え、
前記制御手段は、
通信回線を通じて提供される送電計画情報に基づき、所定の時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）毎に必要とされる発電量である計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）を算出する発電量計画手段と、
各時刻ｔにおいて前記各発電電力検出手段が出力する発電電力を受信し、これらの発電電力の合計値である全発電電力Ｐ１（ｔ）を算出する全発電量算出手段と、
各時間区間Ｔａにおいて、前記発電量計画手段により計画された各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）の前記計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）から、近似補間により、当該時間区間Ｔａ内の時刻ｔにおける、当該時間区間Ｔａ内での発電電力の時間積分値である計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を算出する累積発電量計画手段と、
各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）において、前記全発電量算出手段により算出される全発電電力Ｐ１（ｔ）の当該時間区間Ｔｉでの累積値である実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔｉ）を算出する累積発電量検出手段と、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対する前記実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）の比である計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、１より大きい値に設定された第１の閾値Ｒｔｈ１を上回った場合、まず全ての前記第２のスイッチング回路を接続した後、前記各蓄電池に対し、前記各第１のスイッチング回路を接続し前記第２のスイッチング回路を遮断する操作を、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が前記第１の閾値Ｒｔｈ１以下となるまで順次実行する制御を行う蓄電並動制御手段と、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、１より小さい値に設定された第２の閾値Ｒｔｈ２を下回った場合、まず全ての前記第２のスイッチング回路を接続した後、前記各蓄電池に対し、前記各第１のスイッチング回路を接続する操作を、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が前記第２の閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行する制御を行う蓄電池放電制御手段と、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、前記第１の閾値Ｒｔｈ１以下且つ前記第２の閾値Ｒｔｈ２以上の場合、全ての前記第１のスイッチング回路を遮断し、全ての前記第２のスイッチング回路を接続する操作を実行する制御を行う発電モジュール単独運転制御手段と、を備えたことを特徴とする。
【００１６】
この構成により、各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）に出力する電力量を計画値から一定の誤差以内に抑えるよう制御することが可能となる。
【００１７】
ここで、「所定の時間区間Ｔｉ」は、１日のうち発電モジュールにより発電が行われる時間帯（発電時間帯）を、幾つかの時間区間に区分したときの１つの時間区間を指す。時間区間への区分の仕方は任意であるが、例えば、発電時間帯が４時〜２０時としてこの時間帯を３０分毎に区分するとすれば、時間区間Ｔｉは、Ｔ０＝（４時〜４時３０分），Ｔ１＝（４時３０分〜５時），…，Ｔ３１＝（１９時３０分〜２０時）となる。「近似補間」とは、例えば、折線補間，多項式近似補間，スプライン補間などをいう。
【００１８】
また、蓄電並動制御手段は、それぞれの蓄電池に対応する第１のスイッチング回路を接続し第２のスイッチング回路を遮断する操作を、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が第１の閾値Ｒｔｈ１以下となるまで順次実行する制御を行う場合において、各蓄電量検出手段により検出された各蓄電池の蓄電量又は蓄電量から算出される蓄電率が小さい順に、当該操作を実行するように構成することができる。これにより、各蓄電池は、蓄電率が小さい順に優先的に充電されるため、全ての蓄電池の蓄電量が均一化される方向に向かい、すべての蓄電池の効率的な運用が可能となる。
【００１９】
また、蓄電池放電制御手段は、それぞれの蓄電池に対応する第１のスイッチング回路を接続する操作を、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が前記第２の閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行する制御を行う場合において、前記各蓄電量検出手段により検出された前記各蓄電池の蓄電量又は蓄電量から算出される蓄電率の大きい順に、当該蓄電池に対応する第１のスイッチング回路を接続する操作を、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が第２の閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行するように構成することができる。これにより、各蓄電池は、蓄電率が大きい順に優先的に放電されるため、安定的な蓄電池からの電力供給を行うことが可能となる。
【００２０】
本発明に係る配電装置の第２の構成は、前記第１の構成に於いて、前記出力調整部が前記商用送電網へ出力する電力に対し、前記電力安定化部から供給される電力が不足する場合に、前記出力調整部に対して不足分の電力を供給する補助発電機を備え、
前記制御手段は、
各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、前記各蓄電量検出手段により検出される、前記各蓄電池に蓄電された蓄電量の総和である総蓄電量Ｗ２（ｔ）を算出し、全ての前記蓄電池の蓄電容量の総和である総蓄電容量ＷＢに対する前記総蓄電量Ｗ２（ｔ）の比である総蓄電率Ｒ２（ｔ）を算出する蓄電率算出手段を備え、
前記蓄電池放電制御手段は、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、前記第２の閾値Ｒｔｈ２を下回り且つ前記総蓄電率Ｒ２（ｔ）が１より小さい値に設定された第３の閾値Ｒｔｈ３以上の場合、まず全ての前記第２のスイッチング回路を接続した後、前記各蓄電量検出手段により検出された前記各蓄電池の蓄電量又は蓄電量から算出される蓄電率の大きい順に、当該蓄電池に対応する前記各第１のスイッチング回路を接続する操作を、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が前記第２の閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行する制御を行うものであり、
前記蓄電池放電制御手段は、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、前記第２の閾値Ｒｔｈ２を下回り且つ前記総蓄電率Ｒ２（ｔ）が前記第３の閾値Ｒｔｈ３を下回った場合、全ての前記第１のスイッチング回路及び全ての前記第２のスイッチング回路を接続する操作を実行するとともに、前記補助発電機を起動する制御を行う補助発電機並動制御手段を備えたことを特徴とする。
【００２１】
この構成により、蓄電池の充電量が不足する場合には、補助発電機によって出力電力量を補充し、計画値を達成することができる。従って、充電量不足に備えた蓄電池の数又は容量のマージン幅を抑えることができる。
【００２２】
本発明に係る配電装置の第３の構成は、前記第１又は２の構成に於いて、前記出力調整部は、
前記直流母線から入力される直流電力を、所定の電圧の交流電力に変換し前記商用送電網へ出力する、複数の並列接続されたパワーコンディショナと、
前記各パワーコンディショナのそれぞれに対して設けられ、一端が前記直流母線に接続され、他端が該パワーコンディショナの入力ノードに接続され、該パワーコンディショナの入力ノードを前記直流母線に対し接続／遮断する第３のスイッチング回路と、
各時刻ｔにおいて、前記各パワーコンディショナの共通の出力ノードから前記商用送電網へ出力される送電電力Ｐ３（ｔ）を検出する送電電力検出手段と、を備え、
前記制御手段は、
各時刻ｔにおいて、前記計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）から近似補間により算出される当該時刻ｔにおける前記商用送電網へ出力を予定する電力Ｐｏ（ｔ）に対する、前記送電電力検出手段により検出される送電電力Ｐ３（ｔ）の割合である実測送電比Ｒ３（ｔ）が１より大きい値に設定された第４の閾値Ｒｔｈ４を上回る場合、前記実測送電比Ｒ３（ｔ）が前記第４の閾値Ｒｔｈ４以下となるまで、前記各第３のスイッチング回路を順次遮断する操作を実行する制御を行う出力制御手段を備えたことを特徴とする。
【００２３】
この構成により、発電モジュールからの電力供給が過剰な場合には、出力制御手段によって商用送電網へ出力する電力量が抑えられ、出力する電力量を計画値から一定の誤差以内に抑えることが可能となる。
【発明の効果】
【００２４】
以上のように、本発明の配電装置によれば、各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）に出力する電力量を計画値から一定の誤差以内に抑えることが可能となる。
【図面の簡単な説明】
【００２５】
【図１】本発明の実施例１に係る配電装置の構成を表すブロック図である。
【図２】図１のデマンドコントローラ７の機能構成を表すブロック図である。
【図３】実施例１の配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【図４】１日分の各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）の計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）の一例を示す図である。
【図５】各時間区間Ｔａにおける計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）の一例を示す図である。
【図６】蓄電並動モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【図７】太陽光単独運転モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【図８】蓄電池放電運転モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【図９】補助発電機並動モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【図１０】特許文献１に記載の発電システムの電力変動緩和装置の構成を表す図（特許文献１の図５，図１〜図３を纏めた図）である。
【発明を実施するための形態】
【００２６】
以下、本発明を実施するための形態について、図面を参照しながら説明する。
【実施例１】
【００２７】
図１は、本発明の実施例１に係る配電装置の構成を表すブロック図である。本実施例に係る配電装置１は、Ｎ個（図１ではＮ＝５）の太陽電池モジュール２において発電され出力される電力を商用送電網３へ計画的に出力するための装置である。尚、本実施例では、一例として、発電モジュールとして、太陽電池モジュール２を使用した例を示すが、本発明はこれに限られず、発電モジュールとして、例えば、風力発電モジュールなどを適用することもできる。
【００２８】
太陽電池モジュール２は、一般に広く使用されている太陽光発電装置の構成部品であり、例えば、太陽電池を直列接続してストリングを構成し、該ストリングを並列接続してモジュール化したものである。商用送電網３は、一般の電力事業者が一般家庭や事業者に配電するための送電網である。図１において、説明の便宜上、５個の太陽電池モジュール２を、それぞれ符号ＳＣ１，ＳＣ２，…，ＳＣ５と記す。また、太陽電池モジュールＳＣｊを「ｊ番目の太陽電池モジュール２」のように呼ぶこととする。
【００２９】
配電装置１は、５個の太陽電池モジュール２に一対一に対応して設けられた供給電力安定化部４，…，４と、１個の出力調整部５と、スイッチング制御回路６と、デマンドコントローラ７と、補助発電機８とを備えている。各供給電力安定化部４は、それぞれの太陽電池モジュール２が発電する電力を蓄放電することで、出力電力を安定化する構成部分である。出力調整部５は、各供給電力安定化部４，…，４から商用送電網３へ出力する電力を調整する構成部分である。供給電力安定化部４，…，４と出力調整部５とは、直流母線２３により接続されている。
【００３０】
Ｎ個の各供給電力安定化部４は、それぞれ、ＤＣ−ＤＣコンバータ９、キャパシタ１０、還流ダイオード１１、蓄電池１２、第１スイッチング回路１３、第２スイッチング回路１４、発電電力検出センサ１５、及び蓄電量検出センサ１６を備えている。
【００３１】
ＤＣ−ＤＣコンバータ９は、各発電モジュール２のそれぞれに対して一対一に設けられている。各ＤＣ−ＤＣコンバータ９は、発電モジュール２が出力する出力電圧を、所定の電圧に変換して出力する。キャパシタ１０は、発電モジュール２とＤＣ−ＤＣコンバータ９とを接続する入力ノード２１と接地面との間に接続された蓄放電素子である。キャパシタ１０は、発電モジュール２の出力電圧の変動を緩和するために設けられている。還流ダイオード１１は、ＤＣ−ＤＣコンバータ９の出力ノード２２に設けられたダイオードであり、蓄電池１２からＤＣ−ＤＣコンバータ９への電流の逆流を防止する。
【００３２】
蓄電池１２は、各ＤＣ−ＤＣコンバータ９のそれぞれに対して一対一に設けられ、ＤＣ−ＤＣコンバータ９から出力される電力を一時的に蓄積する。蓄電池１２には、鉛蓄電池、リチウムイオン電池等が使用される。第１スイッチング回路１３は、各蓄電池１２のそれぞれに対して一対一に設けられている。蓄電池１２は、一端が第１スイッチング回路１３を介してＤＣ−ＤＣコンバータ９の出力ノード２２に接続され、他端が接地面に接続されている。第１スイッチング回路１３は、蓄電池１２をＤＣ−ＤＣコンバータ９の出力ノード２２に対し接続／遮断する。
【００３３】
各ＤＣ−ＤＣコンバータ９のそれぞれには、第２スイッチング回路１４が一対一に設けられている。そして、各ＤＣ−ＤＣコンバータ９の出力ノード２２は、第２スイッチング回路１４を介して、共通の直流母線２３に接続されている。ＤＣ−ＤＣコンバータ９の出力ノード２２と直流母線２３とは、第２スイッチング回路１４により接続／遮断される。
【００３４】
発電電力検出センサ１５は、各ＤＣ−ＤＣコンバータ９の出力ノード２２に設けられた電圧・電流センサであり、該出力ノード２２から出力される電力を検出する。蓄電量検出センサ１６は、蓄電池１２と第１スイッチング回路１３との間に設けられ電圧・電流センサであり、蓄電池１２に蓄電された蓄電量を検出する。
【００３５】
一方、出力調整部５は、Ｍ個（Ｍは２以上の整数）のパワーコンディショナ１７及び第３スイッチング回路１８の組、並びに送電電力検出センサ１９を備えている。
【００３６】
各パワーコンディショナ１７は、入力ノードが第３スイッチング回路１８を介して共通の直流母線２３に、出力ノードが商用送電網３に接続された共通の交流母線２４に接続されており、直流母線２３から入力される直流電流を交流電流に変換し交流母線２４から商用送電網３へ出力するDC-ACインバータである。第３スイッチング回路１８は、各パワーコンディショナ１７のそれぞれに対して一対一に設けられ、パワーコンディショナ１７の入力ノードと直流母線２３との間に介設されている。第３スイッチング回路１８は、パワーコンディショナ１７の入力ノードを直流母線２３に対し接続／遮断するスイッチング回路である。送電電力検出センサ１９は、交流母線２４と商用送電網３との接続点に設けられた電力検出センサであり、交流母線２４から商用送電網３へ出力される送電電力Ｐ３（ｔ）を検出する。
【００３７】
スイッチング制御回路６は、Ｎ個の第１スイッチング回路１３，Ｎ個の第２スイッチング回路１４及びＭ個の第３スイッチング回路１８の其々のスイッチング制御を行う制御回路である。補助発電機８は、出力ノードが交流母線２４に接続された発電機であり、商用送電網３への出力電力が不足する際に補助的に発電を行う。補助発電機８は、ディーゼル発電機やガスエンジン等を用いることができる。
【００３８】
デマンドコントローラ７は、インターネット等の通信回線２５を介して受信される発電計画情報を受信するとともに、各発電電力検出センサ１５，各蓄電量検出センサ１６及び送電電力検出センサ１９が出力する各検出値を受信し、これら受信した情報に基づき、スイッチング制御回路６及び補助発電機８の運転制御を行う。
【００３９】
図２は、図１のデマンドコントローラ７の機能構成を表すブロック図である。デマンドコントローラ７は、通信Ｉ／Ｆ３１、発電計画情報記憶部３２、発電量計画部３３、発電量計画記憶部３４、累積発電量計画部３５、計画累積発電量記憶部３６、時計部３７、全発電量算出部３８、累積発電量検出部３９、蓄電率算出部４０、及び制御演算部４１を備えている。
【００４０】
通信Ｉ／Ｆ３１は、通信回線２５との間でデータの送受信を行う通信インタフェースである。時計部３７は、現在の時刻情報を出力する。発電計画情報記憶部３２は、通信回線２５を介して通信Ｉ／Ｆ３１により受信される当日の各時間帯の発電計画情報を一時保存する。発電量計画部３３は、発電計画情報記憶部３２に一時保存された発電計画情報に基づき、各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）毎に必要とされる発電量（全部の電力安定化部４，…，４が直流母線２３に出力することが求められる発電量）である計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）（単位：Ｗ・ｓ）を算出する。発電量計画記憶部３４は、発電量計画部３３により算出された１日の各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）における計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）を一時的に記憶する。
【００４１】
尚、本実施例では、発電計画情報は、発電事業者のサーバ（図示せず）から１日毎に決められた時刻（例えば２１時）に通信回線２５を介してデマンドコントローラ７へ送信され、当該発電計画情報は３０分毎の気象を１日分計画されたものであるとする。また、発電モジュールとして太陽電池ユニット２を使用しているため、１日の発電時間帯は４時〜２０時であり、各時間区間Ｔｉは、Ｔ０＝（４時〜４時３０分），Ｔ１＝（４時３０分〜５時），…，Ｔ３１＝（１９時３０分〜２０時）であるとする。なお、発電時間帯については目的に応じて自由に変更することができ、１日の全てを発電時間帯とすることもできる。
【００４２】
累積発電量計画部３５は、各時間区間Ｔａ（ａ＝０，１，…，３１）において、発電量計画部３３により計画された各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…，３１）の計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）から、近似補間により、当該時間区間Ｔａ内の時刻ｔにおける、当該時間区間Ｔａ内での発電電力の時間積分値である計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を算出する。近似補間の方法は、公知の方法を使用することができる。例えば、計画区間発電電力量｛Ｗｅ（Ｔ０），Ｗｅ（Ｔ１），…，Ｗｅ（Ｔ３１）｝からスプライン近似により補間曲線を求めることで１分ごとの計画単位時間発電電力量Ｗｅ（ｔ）を算出し、これを時間積分することで計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を算出する。計画累積発電量記憶部３６は、累積発電量計画部３５により算出される１日の各時間区間Ｔａの各時刻ｔにおける計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）のデータを記憶する。
【００４３】
全発電量算出部３８は、各時刻ｔにおいて各電力安定化部４の発電電力検出センサ１５が出力する発電電力Ｐ１，ｊ（ｔ）（ｊ＝１，…，Ｎ）を受信し、これらの発電電力の合計値である全発電電力Ｐ１（ｔ）を算出する。ここで、発電電力Ｐ１，ｊ（ｔ）は、太陽電池ユニットＳＣｊに対応するＤＣ−ＤＣコンバータ９から出力される発電電力（単位：Ｗ）を表す。具体的には、全発電電力Ｐ１（ｔ）は次式で計算される。
【００４４】
【数１】
0005838006.tif 000002
【００４５】
累積発電量検出部３９は、各時間区間Ｔａ（ａ＝０，１，…，３１）の各時刻において、全発電量算出部３８により算出される全発電電力Ｐ１（ｔ）の当該時間区間Ｔａでの累積値である実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）を算出する。具体的には、時間区間Ｔａの開始時刻をｔａとすると、実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）は次式により計算される。
【００４６】
【数２】
0005838006.tif 000003
【００４７】
また、計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対する実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）の比を「計画誤差比」と呼びＲ１（ｔ；Ｔａ）と記す。
【００４８】
【数３】
0005838006.tif 000004
【００４９】
蓄電率算出部４０は、各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、各電力安定化部４の蓄電量検出センサ１６により検出される、蓄電池１２に蓄電された蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ）（ｊ＝１，…，Ｎ）の総和である総蓄電量Ｗ２（ｔ）を算出し、全ての蓄電池の蓄電容量の総和である総蓄電容量ＷＢに対する総蓄電量Ｗ２（ｔ）の比である総蓄電率Ｒ２（ｔ）を算出する。具体的には、総蓄電率Ｒ２（ｔ）は、次式により計算される。
【００５０】
【数４】
0005838006.tif 000005
【００５１】
制御演算部４１は、配電装置１の蓄電及び電力出力の全体の制御を行う。制御演算部４１は、図２に示したように、発電モジュール単独運転制御部４２、蓄電並動制御部４３、蓄電池放電制御部４４、補助発電機並動制御部４５、及び出力制御部４６により構成されている。
【００５２】
発電モジュール単独運転制御部４２は、太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が計画値に近い場合に、各蓄電池１２の充放電は行わず各太陽電池ユニット２で発電された電力のみを直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御を行う。具体的には、発電モジュール単独運転制御部４２は、各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、閾値Ｒｔｈ１（Ｒｔｈ１＞１）以下且つ閾値Ｒｔｈ２（Ｒｔｈ２＜１）以上の場合、全ての電力安定化部４の第１スイッチング回路１３を遮断し且つ第２スイッチング回路１４を接続する操作を実行する制御を行う。
【００５３】
ここで、閾値Ｒｔｈ１，Ｒｔｈ２は、各蓄電池１２の充放電を行うか否かを判断するための閾値であり、使用者が自由に設定することができるが、閾値Ｒｔｈ１は１よりも大きな値、閾値Ｒｔｈ２は１よりも小さな値に設定される。一例として、本実施例では、Ｒｔｈ１＝１．０３，Ｒｔｈ１＝０．９７とする。
【００５４】
蓄電並動制御部４３は、太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が過剰な場合に、各蓄電池１２の充電を行いつつ各太陽電池ユニット２で発電された電力を直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御を行う。具体的には、各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、閾値Ｒｔｈ１を上回った場合に、まず全ての電力安定化部４の第２スイッチング回路１４を接続した後、各電力安定化部４の蓄電量検出センサ１６により検出された蓄電池Ｂｊの蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ）（又は蓄電率Ｗ２，ｊ（ｔ）／ＷＢ，ｊ）が小さい順に、当該蓄電池に対応する第１スイッチング回路１３を接続し第２スイッチング回路１４を遮断する操作を、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が閾値Ｒｔｈ１以下となるまで順次実行する制御を行う。
【００５５】
蓄電池放電制御部４４は、太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が不足する場合に、蓄電池１２に蓄電された電気を放電しながら電力を直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御を行う。具体的には、各時間区間Ｔａ内の各時刻ｔにおいて、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、閾値Ｒｔｈ２を下回り且つ総蓄電率Ｒ２（ｔ）が閾値Ｒｔｈ３（Ｒｔｈ３＜１）以上の場合、まず全ての第２スイッチング回路１４を接続した後、各電力安定化部４の蓄電量検出センサ１６により検出された蓄電池Ｂｊの蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ）（又は蓄電率Ｗ２，ｊ（ｔ）／ＷＢ，ｊ）の大きい順に、当該蓄電池に対応する第１スイッチング回路１３を接続する操作を、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行する制御を行う。
【００５６】
補助発電機並動制御部４５は、太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が不足し且つ各蓄電池１２，…，１２の蓄電量が不十分な場合に、補助発電機８により不足電力を補充しながら電力を直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御を行う。具体的には、前記計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が、前記第２の閾値Ｒｔｈ２を下回り且つ前記総蓄電率Ｒ２（ｔ）が前記第３の閾値Ｒｔｈ３を下回った場合、全ての前記第１のスイッチング回路及び全ての前記第２のスイッチング回路を接続する操作を実行するとともに、前記補助発電機を起動する制御を行う。
【００５７】
出力制御部４６は、交流母線２４から商用送電網３へ出力される送電電力Ｐ３（ｔ）の制御を行う。具体的には、各時刻ｔにおいて、実測送電比Ｒ３（ｔ）が閾値Ｒｔｈ４（Ｒｔｈ４＞１）を上回る場合、実測送電比Ｒ３（ｔ）が閾値Ｒｔｈ４以下となるまで、各第３スイッチング回路１８を順次遮断する操作を実行する制御を行う。ここで、実測送電比Ｒ３（ｔ）とは、計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）（ｉ＝０，１，…，３１）から近似補間により算出される時刻ｔにおける商用送電網へ出力を予定する電力Ｐｏ（ｔ）に対する、送電電力検出手段により検出された送電電力Ｐ３（ｔ）の割合である。具体的には、実測送電比Ｒ３（ｔ）は、次式により計算される。
【００５８】
【数５】
0005838006.tif 000006
【００５９】
以上のように構成された実施例１に係る配電装置について、以下その動作を説明する。
【００６０】
（１）全体動作
図３は、実施例１の配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【００６１】
まず、ステップＳ１において、１日の最初（例えば、０時）に、発電事業者のサーバから通信回線２５を介してデマンドコントローラ７へ１日分の発電計画情報（１日の各時間区間において商用送電網へ出力を予定する出力計画電力Ｐｏ（ｔ））が送信される。デマンドコントローラ７では、通信Ｉ／Ｆ３１において受信した発電計画情報を発電計画情報記憶部３２に保存した後、発電量計画部３３が１日分の発電時間帯における各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）の計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）を算出し、発電量計画記憶部３４に保存する。また、累積発電量計画部３５は、各時間区間Ｔａ（ａ＝０，１，…，３１）内の各時刻ｔ（１分ごとの各時刻）における計画単位時間発電電力量Ｗｅ（ｔ）を算出し、これを時間積分することで計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を算出し、計画累積発電量記憶部３６に保存する。
【００６２】
図４に、１日分の発電時間帯における各時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）の計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）の一例を示す。図５に、各時間区間Ｔａにおける計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）の一例を示す。図５では、時間区間Ｔｉの計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）を直線補間した場合の計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を示している。
【００６３】
次に、ステップＳ２において、デマンドコントローラ７は、時計部３７で計測される時刻を参照して、現時刻が発電時間帯に入るまで待機する。現時刻が発電時間帯に入ると、次のステップＳ３へ移行する。
【００６４】
ステップＳ３において、全発電量算出部３８は、現時刻ｔにおいて各電力安定化部４，…，４の発電電力検出センサ１５が出力する発電電力Ｐ１，ｊ（ｔ）（ｊ＝１，…，Ｎ）を受信し、これらの発電電力の合計値である全発電電力Ｐ１（ｔ）を式（１）により算出する。累積発電量検出部３９は、各時間区間Ｔａ（ａ＝０，１，…，３１）の各時刻において、全発電量算出部３８により算出される全発電電力Ｐ１（ｔ）の当該時間区間Ｔａでの累積値である実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）を式（２）により算出する。
【００６５】
ステップＳ４において、制御演算部４１の蓄電並動制御部４３は、計画累積発電量記憶部３６に保存された現時刻ｔ（所属する時間区間Ｔａ）における計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を読み出し、全発電量算出部３８が算出した実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）と比較する。そして、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）＝ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）／ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）が閾値Ｒｔｈ１＝１．０３を上回った場合には、ステップＳ５へ移行し、そうでなければステップＳ６へ移行する。
【００６６】
ステップＳ５において、蓄電並動制御部４３は、各蓄電池１２の充電を行いつつ各太陽電池ユニット２で発電された電力を直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御（以下「蓄電並動モード」という。）を行い、その後ステップＳ１１へ移行する。蓄電並動モードの詳細は後述する。
【００６７】
ステップＳ６において、制御演算部４１の発電モジュール単独運転制御部４２は、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）と閾値Ｒｔｈ２＝０．０７とを比較し、計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が閾値Ｒｔｈ２以上か否かを判定する。Ｒ１（ｔ；Ｔａ）≧Ｒｔｈ２の場合には、ステップＳ７へ移行し、そうでなければステップＳ８へ移行する。
【００６８】
ステップＳ７において、発電モジュール単独運転制御部４２は、各蓄電池１２の充放電は行わず各太陽電池ユニット２で発電された電力のみを直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御（以下「太陽光単独運転モード」という。）を行い、その後ステップＳ１１へ移行する。太陽光単独運転モードの詳細は後述する。
【００６９】
ステップＳ８において、制御演算部４１の蓄電池放電制御部４４は、蓄電率算出部４０が算出する現時刻ｔにおける総蓄電率Ｒ２（ｔ）を閾値Ｒｔｈ３＝０．６と比較し、Ｒ２（ｔ）≧Ｒｔｈ３ならばステップＳ９へ移行し、そうでなければステップＳ１０へ移行する。
【００７０】
ステップＳ９において、蓄電池放電制御部４４は、蓄電池１２に蓄電された電気を放電しながら電力を直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御（以下「蓄電池放電運転モード」という。）を行い、その後ステップＳ１１へ移行する。蓄電池放電運転モードの詳細は後述する。
【００７１】
ステップＳ１０において、制御演算部４１の補助発電機並動制御部４５は、補助発電機８により不足電力を補充しながら電力を直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御（以下「補助発電機並動モード」という。）を行い、その後ステップＳ１１へ移行する。補助発電機並動モードの詳細は後述する。
【００７２】
ステップＳ１１において、制御演算部４１は時計部３７が出力する現在の時刻ｔを参照し、現時刻ｔが発電時間帯の終了時刻（２０時）を経過したか否かを判定する。現時刻ｔが発電時間帯の終了時刻を経過していない場合には、上記ステップＳ３に戻り、現時刻ｔが発電時間帯の終了時刻を経過した場合には、上記ステップＳ１に戻る。
【００７３】
以上のようにして配電装置１から商用送電網３に対しての配電制御が実行される。
【００７４】
（２）蓄電並動モード
次に、ステップＳ５における蓄電並動モードにおける動作について説明する。蓄電並動モードは、Ｎ個の太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対して過剰な場合に、余剰電力を蓄電池１２，…，１２に充電しながら直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御モードである。図６は、蓄電並動モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【００７５】
まず、ステップＳ２１において、蓄電並動制御部４３は、補助発電機８が稼働している場合には補助発電機８を停止させ、全ての第２スイッチング回路１４（ＳＷ２，１〜ＳＷ２，Ｎ）及び全ての第３スイッチング回路１８（ＳＷ３，１〜ＳＷ３，Ｍ）を接続し、全ての第１スイッチング回路１３（ＳＷ１，１〜ＳＷ１，Ｎ）を遮断状態とする。
【００７６】
次に、ステップＳ２２において、蓄電並動制御部４３は、現時刻ｔにおいて各電力安定化部４の蓄電量検出センサ１６が検出する蓄電池Ｂｊ（ｊ＝１，…，Ｎ）の蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ）を取得し、それぞれの蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ）をその蓄電池Ｂｊの蓄電容量ＷＢ，ｊで割った蓄電率ＳＯＣｊ＝Ｗ２，ｊ（ｔ）／ＷＢ，ｊを算出する。尚、全ての蓄電池Ｂｊ（ｊ＝１，…，Ｎ）の蓄電容量ＷＢ，ｊが等しい場合には、蓄電率は計算しなくてもよい（蓄電容量ＷＢ，ｊを蓄電率の代わりとして使用する）。
【００７７】
次に、ステップＳ２３において、蓄電並動制御部４３は、Ｎ個の蓄電池Ｂｊ（ｊ＝１，…，Ｎ）のインデックス１，…，Ｎを、蓄電率ＳＯＣｊ（全ての蓄電池の蓄電容量ＷＢ，ｊが等しい場合には蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ））が小さい順にソート（整列）する。インデックス１，…，Ｎをソートした後のインデックスをα１，…，αＮと記す。
【００７８】
【数６】
0005838006.tif 000007
【００７９】
次に、ステップＳ２４〜Ｓ２８において、蓄電並動制御部４３は、インデックスがα１，…，αＮの順に第１スイッチング回路１３を接続し第２スイッチング回路１４を遮断する切り換え操作を、式（３）の計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が閾値Ｒｔｈ１以下となるまで順次実行する。すなわち、蓄電並動制御部４３は、インデックスｉ＝α１，…，αＮの順に、まず、現時刻ｔにおいて、累積発電量検出部３９により算出される実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）を取得し、計画累積発電量記憶部３６に保存された計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対する当該実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）の比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）を式（３）により算出し、これを閾値Ｒｔｈ１（＝１．０３）と比較する（Ｓ２５）。そして、Ｒ１（ｔ；Ｔａ）＞Ｒｔｈ１の場合には、第１スイッチング回路ＳＷ１，αｉをＯＮ，第２スイッチング回路ＳＷ２，αｉをＯＦＦとする切り換え操作を行う（Ｓ２６）。Ｒ１（ｔ；Ｔａ）≦Ｒｔｈ１となると、それ以降は、第１スイッチング回路ＳＷ１，αｉをＯＦＦ，第２スイッチング回路ＳＷ２，αｉをＯＮとした状態を維持する（Ｓ２７）。
【００８０】
この操作によって、直流母線２３に出力される実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）が、計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）のＲｔｈ１倍以内に抑えられ、余剰電力は、蓄電率ＳＯＣｊが小さい蓄電池Ｂｊの充電に回されることになる。
【００８１】
最後に、ステップＳ２９〜Ｓ３２において、出力制御部４６による出力調整制御が行われる。すなわち、出力制御部４６は、まず全ての第３スイッチング回路１８をＯＮとし、次いで、インデックスｉ＝１，…，Ｍの順に、以下のループを順次実行する。まず、出力制御部４６は、現時刻ｔにおける送電電力検出センサ１９が検出する送電電力Ｐ３（ｔ）を取得し、当該時刻における出力計画電力Ｐｏ（ｔ）との比（実測送電比）Ｒ３（ｔ）＝Ｐ３（ｔ）／Ｐｏ（ｔ）を算出し、実測送電比Ｒ３（ｔ）を閾値Ｒｔｈ４（＝１．０３）と比較する（Ｓ３０）。Ｒ３（ｔ）＞Ｒｔｈ４の場合には、当該インデックスｉに対応する第３スイッチング回路ＳＷ３，ｉをＯＦＦとする（Ｓ３１）。Ｒ３（ｔ）≦Ｒｔｈ４となれば、ループを終了する。
【００８２】
この操作によって、交流母線２４へ出力される送電電力Ｐ３（ｔ）が出力計画電力Ｐｏ（ｔ）のＲｔｈ４倍以内に制御されるため、過剰送電が防止される。
【００８３】
（３）太陽光単独運転モード
次に、ステップＳ７における太陽光単独運転モードにおける動作について説明する。太陽光単独運転モードは、Ｎ個の太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に近い場合に、各太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力をそのまま直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御モードである。図７は、太陽光単独運転モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【００８４】
太陽光単独運転モードでは、ステップＳ４１において、発電モジュール単独運転制御部４２は、補助発電機８が稼働している場合には補助発電機８を停止する。そして、ステップＳ４２において、発電モジュール単独運転制御部４２は、すべての第１スイッチング回路１３（ＳＷ１，１〜ＳＷ１，Ｎ）をＯＦＦ（遮断）とし、すべての第２スイッチング回路１４（ＳＷ２，１〜ＳＷ２，Ｎ）をＯＮ（接続）とし、すべての第３スイッチング回路１８（ＳＷ３，１〜ＳＷ３，Ｍ）をＯＮ（接続）とする。これにより、全ての蓄電池１２はＤＣ−ＤＣコンバータ９の出力ノード２２から切り離され、各太陽電池ユニット２で発電された電力は、ＤＣ−ＤＣコンバータ９を介してそのまま直流母線２３へ出力される。
【００８５】
（４）蓄電池放電運転モード
次に、ステップＳ９における蓄電池放電運転モードにおける動作について説明する。蓄電池放電運転モードは、Ｎ個の太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対して不足する場合に、不足電力を蓄電池１２，…，１２により補充しながら直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御モードである。図８は、蓄電池放電運転モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【００８６】
まず、ステップＳ５１において、蓄電池放電制御部４４は、補助発電機８が稼働している場合には補助発電機８を停止し、すべての第３スイッチング回路１８（ＳＷ３，１〜ＳＷ３，Ｍ）をＯＮとする。
【００８７】
次に、ステップＳ５２において、蓄電池放電制御部４４は、現時刻ｔにおいて各電力安定化部４の蓄電量検出センサ１６が検出する蓄電池Ｂｊ（ｊ＝１，…，Ｎ）の蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ）を取得し、それぞれの蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ）をその蓄電池Ｂｊの蓄電容量ＷＢ，ｊで割った蓄電率ＳＯＣｊ＝Ｗ２，ｊ（ｔ）／ＷＢ，ｊを算出する。尚、全ての蓄電池Ｂｊ（ｊ＝１，…，Ｎ）の蓄電容量ＷＢ，ｊが等しい場合には、蓄電率は計算しなくてもよい（蓄電容量ＷＢ，ｊを蓄電率の代わりとして使用する）。
【００８８】
次に、ステップＳ５３において、蓄電池放電制御部４４は、Ｎ個の蓄電池Ｂｊ（ｊ＝１，…，Ｎ）のインデックス１，…，Ｎを、蓄電率ＳＯＣｊ（全ての蓄電池の蓄電容量ＷＢ，ｊが等しい場合には蓄電量Ｗ２，ｊ（ｔ））が大きい順にソート（整列）する。インデックス１，…，Ｎをソートした後のインデックスをγ１，…，γＮと記す。
【００８９】
【数７】
0005838006.tif 000008
【００９０】
次に、ステップＳ５４〜Ｓ５８において、蓄電池放電制御部４４は、インデックスがγ１，…，γＮの順に第１スイッチング回路１３及び第２スイッチング回路１４を接続する切り換え操作を、式（３）の計画誤差比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）が閾値Ｒｔｈ２以上となるまで順次実行する。すなわち、蓄電池放電制御部４４は、インデックスｉ＝γ１，…，γＮの順に、まず、現時刻ｔにおいて、累積発電量検出部３９により算出される実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）を取得し、計画累積発電量記憶部３６に保存された計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対する当該実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）の比Ｒ１（ｔ；Ｔａ）を式（３）により算出し、これを閾値Ｒｔｈ２（＝０．９７）と比較する（Ｓ５５）。そして、Ｒ１（ｔ；Ｔａ）＜Ｒｔｈ２の場合には、第１スイッチング回路ＳＷ１，αｉをＯＮ，第２スイッチング回路ＳＷ２，αｉをＯＮとする切り換え操作を行う（Ｓ５６）。Ｒ１（ｔ；Ｔａ）≧Ｒｔｈ２となると、それ以降は、第１スイッチング回路ＳＷ１，αｉをＯＦＦ，第２スイッチング回路ＳＷ２，αｉをＯＮとした状態を維持する（Ｓ５７）。
【００９１】
この操作によって、直流母線２３に出力される実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）が、計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）のＲｔｈ２倍以上に確保され、不足電力は、蓄電率ＳＯＣｊが大きい蓄電池Ｂｊから補充されることになる。
【００９２】
（５）補助発電機並動モード
最後に、ステップＳ９における補助発電機並動モードにおける動作について説明する。補助発電機並動モードは、Ｎ個の太陽電池ユニット２，…，２で発電される電力が計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）に対して不足する場合であって、なおかつ蓄電池１２，…，１２の蓄電容量が不足する場合に、不足電力を補助発電機８により補充しながら直流母線２３乃至交流母線２４へ出力する制御モードである。図９は、補助発電機並動モードにおける配電装置１の動作を表すフローチャートである。
【００９３】
補助発電機並動モードでは、ステップＳ７１において、補助発電機並動制御部４５は、すべての第１スイッチング回路１３（ＳＷ１，１〜ＳＷ１，Ｎ）をＯＮ（接続）とし、すべての第２スイッチング回路１４（ＳＷ２，１〜ＳＷ２，Ｎ）をＯＮ（接続）とし、すべての第３スイッチング回路１８（ＳＷ３，１〜ＳＷ３，Ｍ）をＯＮ（接続）とする。これにより、全ての太陽電池ユニット２（ＳＣ１〜ＳＣＮ）と、全ての蓄電池１２（Ｂ１〜ＢＮ）から直流母線２３乃至交流母線２４へ電力供給が行われる。更に、ステップＳ７２において、補助発電機並動制御部４５は、補助発電機８を起動する。そして、送電電力検出センサ１９が検出する送電電力Ｐ３（ｔ）が出力計画電力Ｐｏ（ｔ）となるように、補助発電機８の出力を制御する。
【００９４】
これにより、蓄電池１２（Ｂ１〜ＢＮ）の蓄電量が不足する場合に於いても、補助発電機８により、出力計画電力Ｐｏ（ｔ）の出力が補償される。
【符号の説明】
【００９５】
１  配電装置
２  太陽電池ユニット
３  商用送電網
４  電力安定化部
５  出力調整部
６  スイッチング制御回路
７  デマンドコントローラ
８  補助発電機
９  ＤＣ−ＤＣコンバータ
１０  キャパシタ
１１  還流ダイオード
１２  蓄電池
１３  第１スイッチング回路
１４  第２スイッチング回路
１５  発電電力検出センサ
１６  蓄電量検出センサ
１７  パワーコンディショナ
１８  第３スイッチング回路
１９  送電電力検出センサ
２１  入力ノード
２２  出力ノード
２３  直流母線
２４  交流母線
２５  通信回線
３１  通信Ｉ／Ｆ
３２  発電計画情報記憶部
３３  発電量計画部
３４  発電量計画記憶部
３５  累積発電量計画部
３６  計画累積発電量記憶部
３７  時計部
３８  全発電量算出部
３９  累積発電量検出部
４０  蓄電率算出部
４１  制御演算部
４２  発電モジュール単独運転制御部
４３  蓄電並動制御部
４４  蓄電池放電制御部
４５  補助発電機並動制御部
４６  出力制御部
【要約】
【課題】一定時間区間出力する電力量を計画値から一定の誤差内に抑えるよう制御可能な配電装置の提供。
【解決手段】時間区間Ｔｉ（ｉ＝０，１，…）毎に必要とされる計画区間発電電力量Ｗｅ（Ｔｉ）を算出し、各時刻ｔの全発電電力Ｐ１（ｔ）を検出し、各時間区間Ｔａにおいて、近似補間により、当該時間区間Ｔａ内の時刻ｔにおける発電電力の時間積分値である計画累積発電電力量ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）を算出し、当該時間区間Ｔａでの全発電電力Ｐ１（ｔ）の累積値である実測累積発電量ΣＷ１（ｔ；Ｔｉ）を検出し、計画誤差比ΣＷ１（ｔ；Ｔａ）／ΣＷｅ（ｔ；Ｔａ）が一定範囲内となるよう各蓄電池の充放電及び補助発電機の運転を制御するように構成した。
【選択図】図１【図２】
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【図３】
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【図６】
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【図７】
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【図８】
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【図９】
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【図１０】
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【図１】
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【図４】
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【図５】
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